深度｜储能行业研究报告：峰谷价差套利、风光消纳、火电储能联合调频...

具体到储能各应用场景分布， 2017 年国内电化学储能项目应用集中在用户侧、集中式可再生能源并网以及辅助服务领域，占比分别达到 59%、 25%、  16%。其中，锂离子电池由于其高能量密度以及高充放电倍率优势，在集中式可再生能源并网和辅助服务领域应用占比分别达到 83%、 100%，  而铅蓄电池由于其成本优势， 在用户侧领域应用占比达到 77%。

动力电池产能扩张助力储能产业发展。 受到国家政策对新能源汽车的大力扶持，国内动力电池产能快速扩张， 但电池产能扩张速度与新能源汽车需求扩张速度不匹配，  也造成了阶段性的产能过剩，比如，截止 2017 年底国内动力电产能已经达到 120GWh，而 2017 年动力电池装机量只有  36GWh。随着动力电池成本的不断下降，其在储能领域的应用场景正不断被开发出来，未来在可再生能源并网、用户侧储能以及电力辅助服务领域应用前景非常广阔，储能也有望成为电池在新能源汽车领域之外应用的下一个风口。

二、 三驾马车齐发力，电化学储能市场前景广阔

2.1 用户侧：电池成本下降使得峰谷电价套利成为现实

峰谷电价的大力推行为储能套利提供可观空间。 我国目前绝大部分省市工业大户均已实施峰谷电价制，  通过降低夜间低谷期电价，提高白天高峰期电价，来鼓励用户分时计划用电，  从而有利于电力公司均衡供应电力，降低生产成本，并避免部分发电机组频繁启停造成的巨大损耗等问题，保证电力系统的安全与稳定。储能用于峰谷电价套利,  用户可以在电价较低的谷期利用储能装置存储电能，  在电高峰期使用存储好的电能，避免直接大规模使用高价的电网电能，如此可以降低用户的电力使用成本，实现峰谷电价套利。根据国家电网数据，全国用电大省峰谷价差分布于  0.4~0.9 元/kWh，特别的，对于江苏和广东两个用电量全国前二的省份，其峰谷价差高于 0.8  元/kWh，为用户侧利用储能来套利峰谷价差提供了可观空间。

储能有助于企业管理容量费用。  对于大的工业企业，因现行的两部制电价，供电部门会以其变压器容量或最大需用量为依据，每月固定收取一定的基本电价。这些企业可以利用储能系统进行容量费用管理，即在用电低谷时储能，在高峰时释放，实现在不影响正常生产的情况下，降低最高用电功率，从而降低容量费用。

储能可提升用户的电能质量和可靠性。  传统的供电体系网络复杂，设备负荷性质多变，用户获得的电能质量(电压、电流和频率等)具有一定的波动性。而用户侧安装的储能系统服务对象明确，其相对简单和可靠的组成结构保证输出更高质量的电能。当电网供电不足或其他特殊情况时，储能系统还可以作为备用电源，提升供电可靠性。

储能系统成本和峰谷价差直接决定用户侧储能的投资效益。 假设工厂每年开展生产 300 天，根据计算公式：静态投资回收期=(电池容量*单位容量一次性投入成本)  /(每日高峰期用电量*峰谷价差)  /300，约定企业安装电池容量等于其平均每日高峰期用电量，可以看出在不考虑维护成本前提下，投资回收期只与储能系统一次性投入成本和峰谷价差有关。 根据 CNESA  储能项目库对中国储能项目的追踪统计，江苏、和广东等省份成为  2017年国内储能项目规划建设投运最热地区，这些地区经济发达，工商业园区多、用电负荷大，用户侧峰谷电价差较大，利用储能削峰填谷拥有较为可观的套利空间。  以广东省峰谷价差 0.86 元/kWh 为例，采用不同的电池技术，计算各自的投资回收成本。

锂离子电池快速发展所带来的成本优势将助其逐渐扩大市场。 从表 2 可以看出，利用铅炭电池套利静态投资回收期不足 5  年，已经具有商业化可行性。由于锂电池成本相对较高，现阶段锂电池的投资回收期要长于铅蓄电池。根据 CNESA 的统计， 2017  年用户侧领域新增电化学储能项目中， 铅蓄电池所占比重最大，为  77%，剩余为锂电池，也说明出于成本考虑，现在企业更倾向于安装经济效益更佳的铅蓄电池。但随着锂离子电池技术迅速发展，其成本自 2010 年以来已经下降近  80%。根据国家发布的《节能与新能源汽车技术路线图》， 到 2020年锂电系统成本将降至 1 元/Wh 以下，届时投资回收期有望缩短至 3.9 年。  且随着退役动力电池进入梯次利用领域，储能成本将会进一步下降。

我国庞大的工业用电规模决定了用户侧储能市场想象空间巨大。 从市场规模方面，我国的工业总用电量2017 年达 44413 亿  kWh，只考虑用电量最大的重工业(因为用电规模大，所需电池容量大，对应的单位成本更低， 套利空间更大)，其在工业用电中占比 80%。 假设其中  20%的企业安装储能系统; 我们统计了主要用电大省峰谷电价时段分布，保守估计法定工作时间内峰电时间占比超过  40%，考虑部分煤炭、冶金、化工等行业具有连续生产特点，假设高峰时段用电量占比为 30%;按照工厂全年工作时间 300 天测算， 那么所需电池储能规模为：  44413*80%*20%*30%/300=711 GWh。

国内利好政策频出，用户侧储能受到大力支持。 自 2011  年《国家能源科技“十二五”规划》出台，其中明确提出要建成面向用户的智能电网服务，并开展集中/分散式储能等关键技术的研究和应用，此后不断有政策出台，对于推动用户侧储能发展具有重要的意义。整体上，用户侧储能属于储能的一个细分领域，尚未有专门的单独对该行业进行指导的政策性文件;  但是在一些重要的发展规划或指导意见中都对其表达了的支持。相关政策主要分为两类，一是在电改工程里，坚定推广完善峰谷电价、季节电价等价格机制;二是放开用户侧市场，鼓励用户自主参与储能调峰。

峰谷价差有望进一步扩大，有助于提升用户侧储能的投资效益。  随着我国经济结构调整，第二产业用电量占比不断下降，第三产业则不断上升。由于工业企业相当比例具有连续生产特点，因此季节及日内用电量波动相对较小;而第三产业中与居民生活、商业相关用电不断上升，会加大峰谷电差。  实行峰谷分时电价，发挥价格杠杆作用符合商品价值规律，也可有效优化负荷分配。 我国现阶段的峰谷价之比仍然偏低，为 3~4 倍。  随着电力市场进一步放开，峰谷价差有望继续拉大，届时投资回收期将会进一步缩短，峰谷套利投资的效益也会进一步提升。 比如 2017 年 9  月，国家发改委印发了《关于北方地区清洁供暖价格政策的意见》，指出适当扩大销售侧峰谷电价差，  在销售侧平均水平不变的情况下，进一步扩大采暖季谷段用电电价下浮比例等。